新冠肺炎疫情与沙特、俄罗斯加大供应，加剧了油价下跌，布兰特原油从去年年末的每桶60美元水平下跌了超过五成，至30美元以下[1]。天然气价格也大幅度调整，对比去年末下跌了22.5%[2]。动力煤价格在疫情下还相对比较坚挺，预计受动力煤需求下降，有一定的调整压力。由于很多早期CCUS示范项目以提高石油采收率为主要收入来源支持项目开展，油价下跌无疑让这些项目的经济可行性变得逊色。根据IPCC在2005年CCUS特别报告的预测，油气田能够处理的二氧化碳封存量为6750至9000亿吨二氧化碳，而咸水层构造封存将是真正的长期解决方案，能够封存超过10000亿吨二氧化碳，甚至高达10万亿吨二氧化碳。

　　全球目前已经有不少大规模咸水层封存示范项目，包括挪威Sleipner, Snohvit离岸封存项目；加拿大的Quest项目；澳大利亚的Gorgon项目；和美国的伊利诺伊州工业碳捕集项目。其中，挪威Sleipner项目开始于1996年，是世界上首个将CO2封存在地下咸水深层的商业实例，由挪威国家石油公司（Equinor）运营。该项目每年封存100万吨二氧化碳[3]。中国虽然没有实施大规模咸水层封存，但中国能源集团曾经从煤制油项目捕集二氧化碳，通过咸水层累计封存超过30万吨二氧化碳。

　　能耗是CCS项目的主要成本，特别对于电力、水泥、钢铁等较低浓度大排放源的CCS项目。对于燃气发电项目，CCS会导致效率的显著下降，以燃气发电碳捕集为例，从51.5%下降到45.7%[4]。能源价格下跌将促使CCUS的运营成本显著下降，提升CCS项目的经济可行性。以美国的燃气电厂为技术经济分析案例，燃气价格下跌20%，将降低减排成本12%，示范项目从89美元下降至79美元每吨二氧化碳，预计大规模推广后成本将低于40美元每吨二氧化碳。预计随着非化石能源的更广泛应用，未来供求关系更有利于化石能源实现贴近边际生产成本的市场价格。【来源：（中英（广东）CCUS中心研究】

[3]www.gdccus.org/nd.jsp?id=884

[4]https://www.globalccsinstitute.com/archive/hub/publications/201688/global-ccs-cost-updatev4.pdf